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Esta apresentação foi preparada pela EDP Renováveis, S.A. (a “Sociedade”) apenas para ser utilizada na apresentação do dia 26 de Julho de 2016. Ao comparecer à reunião ondeserá feita esta apresentação, ou ao ler os slides desta apresentação, reconhece e aceita que está sujeito às limitações e restrições impostas.
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Activos de qualidade
•Produção de 13,3 TWh (+23%) com forte excelência operacional (97,9% de disponibilidade) e excepcional recurso eólico (33%; +2pp vs 1S15)
•Preço médio de venda no 1S16 de €60/MWh, diferentes dinâmicas das adições de capacidade, menores preços de mercado e maior produção em ES diluindo incentivos
•Estratégia de O&M a proporcionar maior eficiência (Core Opex/MW -4% vs 1S15)
Crescimento selectivo
•EBITDA +18% vs 1S15, no seguimento da nova capacidade em operação, maior produção e continua eficiência
•Resultado Líquido de €59M (Resultado Líquido Ajust. +9% para €78M) dados one-offspela restructuração de determinados project finances que reduzirão o custo da dívida
•Crescimento acima das expectativas com 84 MW adicionados no 1S16 e 656 MW em construção: 429 MW nos EUA, 200 MW no México e 28 MW na Europa
NegócioAuto-financiado
•RCF1 de €385M (+34% vs 1S15) gerado por um portefólio novo (6 anos), exposto maioritariamente a regimes CAE/FIT
•Nova transação de Rotação de Activos (“RA”) concluida na Europa (€550M) a um múltiplo atractivo (€1,7M/MW), para acelerar a criação de valor para o accionista
•Dívida Líquida em €3,3MM (-€0,4MM vs Dez-15) após conclusão de transações de RA (€0,8MM) e investimentos (€0,4MM); Custo da dívida de 4,4% (menor vs 1S15)
1) Retained Cash Flow
9,7 GWEspanha24%
Portugal13%
Resto da Europa
15% Brasil2%
América do Norte
46%
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Capacidade Instalada1
(EBITDA MW + Consolidado por equity)
Execução esperada para 2016 acima das expectativas: 84 MW adicionados no 1S16 e 656 MW em construção
Notas: 1) A capacidade instalada inclui consolidações pelo método de equivalência patrimonial: 177 MW em Espanha e 179 MW nos EUA; Inclui 82 MW de energia solar fotovoltaica
Capacidade Instalada Média aumentou em +14% vs 1S15
Em construção
Adições 1S16
+84 MW
+429 MW
+28 MW
+200 MW
+656 MW
Factor de Utilização Trimestral EDPR vs Média longo prazo(%)
EDPR Disponib. Técnica1
7
1S16
37%
30%
29%
97,9%
33%
+1pp
+3pp
+3pp
+2pp
1S15 vs média
90%
104%
97%
92%
Factor de Utilização no 1S15 1% acima da média com forte recurso eólico na Europa e no Brasil
Nível elevado de disponibilidade técnica (97,9%) reflectindo as competências únicas da EDPR
1S16 vs. média
95%
107%
101%
104% -3% -4% -3%
+7%
-7%
+1%
1T 2T 1S
2016
Factor de Utilização e Disponibilidade Técnica2015
D% vs 1S15
+0,3pp
(1) Medido como Technical Energy Availability (TEA)
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Produção de Electricidade(TWh)
Breakdown da produção de electricidade: 51% nos EUA , 48% na Europa e 1% no Brasil
+23%
+21%
+118%
TWhr% vs 1S15
Forte aumento da produção em todas as plataformas; impacto da consolidação da ENEOP
Impacto das adições de capacidade juntamente com o maior factor de utilização vs 1S15
Reflectindo principalmente adições de capacidade
10,8 +1,9+0,6
13,3
1S15 Adições decapacidade
1S16
+23%
D Factor de Utilização
€64,2€59,9
1S15 1S16
Evolução do Preço da EDPR(€/MWh)
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Preços inferiores em todas as regiões dadas as diferentes dinâmicas das adições de capacidade
Política de coberturas (ganho de €33M no 1S16) reduz exposição aos preços de mercado a níveis residuais
1S16
€79,1 -4% • Derivado pela evolução dos preços de mercado em Espanha e pela consolidação da ENEOP
• Estratégia de coberturas: SP €24M
R$265 -28% • Reflectindo o diferente mix de geração num parque eólico novo e o novo limite no imposto sobre as receitas
$46,5 -11% • CAE (-7%): diferente mix de geração • Não-CAE (-28%, grossista estável +
coberturas): i) Termo CAE 200 MW; ii) adiamento de RECs para o 2S
-7%
vendaspor MW1 -%
vendaspor MW1 -%
vendaspor MW1 +6%
€85,8 €86,3+1%vendas
porMW2
(1) Evolução calculada em moeda local; (2) Vendas de electricidade por MW apresentadas em milhares de euros
r% vs 1S15
773
889
1S15 1S16
10
As receitas superiores vs 1S15 são suportadas pelas adições de capacidade e superior factor de utilização,
mitigando o preço inferior no período
Activos de Qualidade: +1.153 MW (MW médios) vs 1S15
Factor de Utilização: 33%Elevada Disponibilidade: 97,9%
Maior geração de electricidade: +23% vs 1S15
EU +23%; AN +21%; BR +118%
Inferior preço médio de venda: -7% vs 1S15
EU -4%; NA -11% (em USD); BR -28% (em R$)
Receitas(€ Milhões)
Principais factores de desempenho das Receitas
+15%
21,3 20,3
1S15 1S16
241262
1S15 1S16
11
Opex (exclui Outros proveitos operacionais)(€ Milhões)
Core opex por MW médio decresceu 4% vs 1S15 evidenciando o controlo da EDPR sobre os custos
+9%
+9%
Core Opex(1)
Impostos& Não-
correntes
(1) Inclui Fornecimentos e serviços externos e Custos com pessoal
-4%
Core Opex/MW (€m)(Fornecimentos e serviços externos & Custos com pessoal)
€648MEspanha
17%
Portugal22%
Resto da Europa
17%Brasil
1%
América do Norte
43%
548
648
1S15 1S16
12
EBITDA(€ Milhões)
Sólido crescimento do EBITDA: +18% vs 1S15
EBITDA por Região(%)
+18%
97,5(6,5) +1,2 +0,2
92,4
1S15 FX 1S16
149(5) +12
+19+5
179
1S15 1S16
13
Resultado Líquido Financeiro (€ Milhões)
+20%
-3% ENEOP, one-offs e FX
Menor custo de dívida no período no seguimento da renegociação das condições da dívida em 2015
no montante de €1,2MM com a EDP (Mar/Jul-15) e €0,2MM de Project Finance (2T15)
Juros Financeiros Líquidos(€ Milhões)
D Custoda Dívida
D DívidaLíq. média
-5%
D Juroslíquidos
financeiros
D One-offsENEOP1 FX e outros
Inclui €27M de one-offno 2S16 principalmente
de restruturação de project finance
(1) Impacto vs 1S15 recorrente da des-consolidação dos juros relativos à ENEOP
Custo da Dívida: -20bps vs 1S15 para
4,4% em Jun-16
59
354
648
70
43
182
294
1S16 Do EBITDA ao Resultado Líquido(€ Milhões)
Amortizações
EBIT
Impostos
Minoritários
ResultadosFinanceiros
EBITDA
Adições de capacidade (+14% MW médios vs 1S15)+€39M
Reflectindo aumento das receitas+€61M
Devido a one-offs de restructuração de projectfinances e consolidação da ENEOP
+€39M
Taxa de Imposto efectiva de 25%+€7M
Parceria estratégica e programa de Rotação de Activos
+€27M
Evolução das receitas & contínua eficiência+€101M
ResultadoLíquido
Resultado Líquido totalizou €59M-€11M
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(1)
(1) Inclui Ganhos/(perdas) em associadas
r% vs 1S15
15
7278
1S15 1S16
+9%
Resultado líquidoreportado
AdjustedNet Profit
1S15 1S16
69,4 58,8
71,9 78,1
Abates/Imparidades
Perdas (ganhos) de FX e derivados de FX
+1,6 (0,1)
(3,4) +4,6
(15%)
+9%
Provisões e outrosAjustamentos
(2,0) (5,1)
(€ Milhões)
Numa base comparável, e excluindo os eventos não recorrentes, o Resultado Líquido mostra uma sólida evolução
que será futuramente ampliada pela redução adicional do Custo da Dívida
Resultado Líquido Ajustado(€ Milhões)
Reestruturação de Project Finance
+6,2 +19,8
648
385 404
(4) (36)(139)
(84)
829
(378)
(398)
(44) +10
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…no seguimento do desempenho operacional e financeiro para impulsionar o crescimento da EDPR,
diminuindo a Dívida e os Tax Equity em €404M no período
1S16: Do EBITDA ao Retained Cash Flow (RCF) e Dívida(€ Milhões)
(1) Inclui dividendos, distribuições de capital e amortizações de suprimentos (2) Investimentos/Divestimentos financeiros, Variações de fundo de maneio e Government Grants
EBITDA Itemsnão-caixa
RCFPagamentos a minoritarios1
Impostos Juros&
custos TEI
Redução Dívida e TEI
Rotaçãode Activos
Capex Outras actividades
de inv. líquido2
Forex& Outros
Divid. EDPR(accionistas)
+34%
>0,7 GW
84 MW
28 MW
200 MW
429 MW
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Execução da agenda estratégica com base em projectos rentáveis e controlo de custos
Adições de capacidade esperadas para 2016MW
Instalados no 1S16
Fase de construção On Target
c.€60por MWh
double digit
-1%CAGR 15-20
Preçomédio
EBITDA
Core Opexpor MW
Preço 1S16 de €59,9/MWh96% das receitas fixas em 2016
(SP: 2S16 1,9 TWh @ €46/MWh)
+18% vs 1S16: novos MW, ENEOP e estratégia de cobertura
-4% no 1S16 espelhando a estratégia de O&M e
controlo de custos
Outlook
19
Evolução do custo da dívida(fim do período; %)
5,2%
4,4%
Dez-14 Jun-16
-80bps
• Reestruturação de dívida com a
EDP e Project Finance
• Antigas condições em Euros a um
custo da dívida médio de 6.1%
• 80% renegociado com a EDP
• 20% relativo a Project Finances
c.€0,4bnNovosno 1H16
c.€1,8MM desde Mar-15
Renegociações e amortização da dívida com impacto positivo em P&L em 2016
Condições favoráveis do mercado da dívida permitem à EDPR estender
a maturidade média e reduzir os juros financeiros
+3,5 GWobjetivos de adições
PN 2016-20 65%
15%
10%
10%
EUA como prioridade no crescimento da EDPR com condições melhoradas para 2016-20
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Américado Norte
Europa
Brasil
Solar PV
(1) Inclui contratadas e coberturas; (2) América do Norte inclui: EUA, Canadá e México
A estratégia de PTC impulsiona agenda estratégica da EDPR até 2020
Estados Unidos
+1,8 GW de objetivo de adições no PN 2016-20
100% dos novos MW a ser assegurados com CAEs0,8 GW já assegurados
100% de PTCs se instalados até 2020condições Safe-harbour (5% capex investido em 2016)
Opções de crescimento superiores ao PNInvestindo em componentes de turbinas em 2016
Adições 2016-17 asseguradasBaixo perfil de risco: 93% das receitas 2017 fixas1
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Optimização da dívida já com resultados positivos e reestruturação do 2T para redução de custos
Sucesso na execução do crescimento com 656 MW em construção e 84 MW adicionados no 1S16
Sólido desempenho EBITDA (+18% vs 1S15) por adições de MW, coberturas e controlo de custos
Resultado Líquido impactado por one-offs com efeito positivo no futuro (+9% vs 1S15 ajustado)
Executando a agenda estratégica apresentada aos investidores a 5 de Maio de 2016
Contactos Relações com Investidores
Rui Antunes, Director RI, P&C e Sustentabilidade
Maria Fontes
Paloma Bastos-Mendes
Diogo Costa
E-mail: [email protected]
Telefone: +34 914 238 402
Fax: +34 914 238 429
Serrano Galvache 56, Edificio Olmo, 7a Planta
28033, Madrid - Espanha
EDP Renováveis online
Site: www.edpr.com
Link Resultados & Apresentações:
www.edpr.com/investors
Próximos Eventos
6 Set: Citi Iberian Trip (Madrid)
8 e 9 Set: BPI Conference - Small & Mid Caps (Porto)
14 Set: BBVA Iberian Conference (Londres)
15 Set: MS Power & Utility Summit (Londres)
16 Set: Macquarie's Alternative Energy Conf. (Londres)
27 e 28 Set: EuroLatam Infr. & Utilities Conference (NYC)